给水控制系统运行中的问题

给水控制系统运行中的问题

6-1基本要求

１．检测机构性能检查

（１）汽包水位测量１）从显示屏查看三重冗余信号之间的偏差是否在允许范围之内。如果偏差过大，则检查就地变送器输出、就地到DCS的I/O卡件电缆接线、I/O卡件4-20mA信号以及DCS软件组态等环节。２）汽包水位DCS显示值与电接点水位计、就地水位计等其他测量装置指示值的比较，确保误差在合理范围之内。（２）蒸汽流量、给水流量测量

１）从显示屏查看给水流量三重冗余信号之间的偏差是否在允许范围之内。２）从显示屏查看蒸汽流量信号显示是否正确。３）判断蒸汽流量、给水流量测量值是否匹配，二者偏差是否在允许范围之内。（３）给水系统其他信号测量主要有除氧器水位和压力信号、凝汽器水位信号、给水泵状态指示等给水系统中的DAS信号。上述各信号要求DCS显示正常，数据正确合理。２．执行机构性能

（１）给水调节阀１）调节阀流量特性曲线的线性工作段应该大于全行程的70%，回程误差不大于调节间最大流量的３%。２）调节阀指令、位置反馈偏差不应该过大，一般不应该大于3%。３）调节阀死行程应小于全行程的5%。４）调节阀全关时，漏流量应小于调节阀最大流量的10%。（２）电动给水泵１）液压联轴节的调速范围应到达25%～100%。２）液压调速泵勺管位置开度和反馈电压应为线性关系，回程误差应不大于2%。３）控制指令和勺管位置反馈偏差不应该过大。４）在调速范围内，泵出口给水压力和给水流量特性应符合制造厂的技术要求。（３）汽动给水泵１）控制指令调节范围应为汽轮机给水泵确定的调速范围，设定为0～100%。２）汽轮机给水泵转速自动控制系统品质良好，转速设定值和实际转速之间的滞后时间不能太大（该滞后时间一般不应该超过8Ｓ）。３）给水流量和指令呈线性关系，回程误差应不大于2%。４）控制指令和转速反馈偏差一般不应该过大。５）在调速范围内，泵出口给水压力和给水流量特性应符合制造厂的技术要求。６）汽轮机给水泵各种保护试验完毕，保护动作正确，保护功能投入。（４）给水泵最小流量再循环阀１）再循环阀的调节流量应该高于给水泵的最小设计流量。２）再循环阀能够瞬间提升30%阀门开度（可调）。３）当切除再循环流量时，再循环间能够在瞬间关闭，隔绝10%的再循环流量。

4）控制指令和再循环阀位置反馈偏差不应该过大。6-2调试步骤及注意事项

给水控制系统的调试一般分为三大部分：单体调试整系统冷态调试整系统热态调试

单体调试(1)就地检测元件校验(2)执行机构调整(3)DCS卡件以及其他部件性能测试(4)就地和DCS之间信号连接检查等。调试工作由电建公司和DCS制造商分别完成，具体调试方法和验收标准都有明确的规定，如设备制造厂商提供的有关图纸及说明书等技术资料、《火电施工质量检验及评定标准热工仪表及控制装置篇》（１９９８年版）等有关规程等。整个系统的冷、热态调试没有明确的调试步骤，各调试人员、单位根据各自的经验制订不同的调试措施。本节阐述整系统的调试步骤、方法以及有关注意事项。一、调试范围

给水控制系统的调试范围(1)给水旁路阀调节系统(2)电动给水泵的单冲量／三冲量调节系统(3)两台汽动给水泵的三冲量调节系统(4)电动给水泵和两台汽动给水泵的最小流量控制系统。二、系统整体调试基本条件

（１）基建方面需满足下列条件：１）DCS系统恢复完毕，工程师站、操作员站可用。２）主控室、电子间及其他现场环境清洁，有充足的照明，温度、湿度满足设备的要求。３）中间端子柜、输出继电器柜接线完毕。４）所有设备应就位，包括：各种变送器、热电偶、热电阻测量校验安装完毕；各取样管连接好；电动执行机构安装、接线、单体调试完毕，具备随时送电的能力；气动执行机构安装、接线、单体调试完毕，具备随时送气的能力（要求空气压缩机正常工作，压缩空气满足控制需要）。调试前控制设备都应做完静态恢复。（２）调试所需的资料齐备，包括接线图、逻辑图、控制系统及其有关的设备说明书。（３）调试使用的仪器、工具、备件、材料齐备。（４）DCS现场恢复完毕，包括硬件与软件的恢复。（５）一次元件及取样管路检查完毕，符合要求。ｌ）对照设计图纸检查热电偶、热电阻及变送器的安装符合设计要求，各取样管的取样点符合设计要求。２）检查电建公司对热电偶、热电阻及变送器的校验报告，查看零点及量程符合设计要求。（６）执行机构检查完毕，符合要求。联合电厂、电建公司和监理等方面进行检查验收，执行机构满足下列要求：１）手/自动切换应动作灵活、正确。２）动作方向应正确。３）机构动作应平稳、灵活。４）电动执行机构行程时间的偏差应小于士20%额定时间。５）行程误差应小于或等于允许基本误差。６）电动执行机构回程误差应小于或等于1/2允许基本误差，汽动执行机构回程误差应小于或等于2/3允许基本误差。７）电动执行机构死区应小于或等于基本误差。８）气动执行机构空载行程时间符合制造厂规定。９）气动执行机构三断保护动作符合制造厂规定。三、系统冷态调试1、设计检查对系统原理图、组态图仔细研究，并确认二者之间没有不同，发现错误，按照工作程序进行逻辑修改，作好修改记录。

（1）汽包水位计算部分。根据锅炉采用的平衡容器形式，确定水位计算公式，检查设计组态，尤其要注意公式中单位的统一，例如，温度应用绝对温度，水位最终单位是mm。另外，注意计算结果是相对水位，确定“零水位”数值，计算出相对于“零水位”的汽包水位。检查汽包水位高低值的判断，用于报警和FSSS的机组保护逻辑，要根据相关资料检查确认各个报警限值正确与否，尤其是送往FSSS报警信号的限值，用于跳炉保护，更要严格检查，确保机组不误动或者拒动。（２）蒸汽流量和给水流量计算检查给水流量计算要根据测量装置的具体形式，确定计算公式，检查组态实现正确与否，根据制造厂家说明书确定并检查给水温度的校正函数。蒸汽流量一般是根据负荷进行计算的，多数是根据汽轮机第一级蒸汽压力与蒸汽流量的关系，并辅以蒸汽温度来计算蒸汽流量，要根据汽轮机制造厂的资料确定并检查组态，注意蒸汽温度校正所用的单位。蒸汽流量计算部分一般还包括机组运行工况的判断，用于其他控制系统，要注意检查各个门槛值的组态设置正确与否。（３）控制回路检查。检查给水控制系统的所有闭环回路，给水旁路阀调节回路电动给水泵的单冲量／三冲量调节回路两台汽动给水泵的三冲量调节回路电动给水泵和两台汽动给水泵的最小流量控制回路。检查内容包括被控参数测点连接正确与否、控制指令输出连接正确与否、回路内的置反馈偏差大报警等逻辑）正确与否。检查三冲量系统蒸汽流量前馈系统。2、参数静态设置控制回路参数的静态设置包括两个方面：（1）标么化设置许多技术人员习惯把工程参数进行标么化处理.

例如，给水流量参数的工程量程为0～1200t／h，将该参数乘以0.083后，量程变为0～100%，标名化的参数一般还有蒸汽流量、汽包水位等。进行标名化处理很简单，只要算出100%与最大工程量程的比例即可。但是，标么化处理不是非进行不可，将有关参数合并到控制器参数中完全可以达到同样目的。（２）控制器参数静态设置。工作主要依靠技术人员的工程经验，同时，要在前面标么化设置完毕的基础上进行。在此提供下述建议。

1）如果实际经验不足，则掌握一个原则，即P、I、D参数设置一定要使对应的控制作用比较弱，并且I作用可以初步设置得很小，给水控制器中一般不采用D作用，这样设置参数能够保证系统不会剧烈振荡，提高安全性。2）在PI参数的初步设置中，积分作用可以暂时取消，比例作用的设置要特别慎重，一旦比例作用过于强烈，则系统振荡，甚至引起事故。３.执行机构特性试验检查给水调节阀流量特性试验基本方法：(1)试验前检查调节阀全开时给水压力是否达到额定值，否则应通过调整抬高给水压力。(2)试验时，置给水调节阀于手动控制方式；在机组运行工况稳定的情况下，手动单方向间断地开大调节阀，每次以10%幅度为宜，直至调节阀全开。(3)然后再以同样方式关小调节阀，直至全关。(4)每次减小或开大操作都必须待流量稳定后进行。四、系统热态调试

热态调试是在冷态调试确保系统回路、逻辑正确的基础上，在机组运行后将系统投入自动状态，主要工作是对控制器参数进行调整，同时包括少量必需的控制回路、逻辑的组态修改，内容如下：１．控制系统回路、逻辑确认对给水控制系统中的每一个调节系统进行系统联调，查看回路是否通畅，正反作用是否手/自动切换是否无扰，各连锁功能是否能实现。

２．控制器参数设置根据调试人员的经验预置调节器参数，投入自动，视实际条件进行必要试验，观察过程变量的响应曲线，再调整控制器参数，直到最理想结果。注意投自动前一定要求负荷稳定，通知运行人员注意监视运行状态。３．投自动前的准备工作及投入条件（1）检查所有过程变量、前馈信号显示正常，执行机构动作灵敏。（２）根据经验判断调节器参数合理，操作器跟踪正常，特别注意调节器的P、I、D参数正反作用的正确性。（３）对于一些重要系统，要采取必要的防护措施：投自动前，应使测量值与设定值基本相等，对PID调节器的输出进行限幅。（４）系统投入条件如下：１）锅炉运行正常，达到向汽轮机送汽条件。２）主给水管路为正常运行状态。３）汽包水位、蒸汽流量及给水流量等主要参数运行正常，指示正确，记录清晰。４）汽包水位保护装置投入运行。５）M/A操作站工作正常，跟踪信号正确，没有切手动信号。６）给水泵最小流量再循环控制及保护系统随对应给水泵投人运行。７）30%负荷下应投入单冲量给水调节运行，30%负荷以上应投入三冲量给水调节运行，系统逻辑应保证自动进行单冲量／三冲量调节切换。４．自动投入后品质试验及指标

投入自动后，应该进行必要试验，满足下列指标：（１）控制系统正常工作时，给水流量应随蒸汽流量迅速变化；在汽包水位正常时，给水流量与蒸汽流量应基本相等。（２）锅炉稳定运行时，300MW以下机组汽包水位应在给定值的士20mm范围内变化，300MW及以上机组应在给定值的士25mm范围内变化。控制系统的执行机构不应频繁动作。（３）当水位定值改变时（300MW等级以下机组40mm，300MW等级及以上机组60mm），过渡过程衰减率为0.7～0.8，稳定时间：300MW等级以下机组小于3min，300MW等级及以上机组小于5min。（４）当水位定值改变40ｍｍ时，水位应在2min内稳定在新的给定值。（５）机组启停过程中，汽包水位控制的动态质量指标：在30%负荷以下单冲量方式运行时，汽包水位允许动态偏差为士80mm；在30%～70%负荷范围三冲量给水控制运行时，汽包水位允许动态偏差为士60ｍｍ；在70%～100%负荷范围三冲量给水控制运行时，汽包水位允许动态偏差见相关标准。6-3运行中的常见问题、原因分析及对策

常见问题主要有两大类：汽包水位测量异常问题和汽包水位自动控制品质恶化问题。一、汽包水位测量异常问题主要表现有两类：汽包水位DCS三重冗余测量信号偏差过大、不同种类测量装置之间的测量值偏差过大。１．DCS三重冗余测量信号偏差过大

根据《火力发电厂锅炉汽包水位测量系统技术规定》（DRZ／T01—2004），给水控制所用的汽包水位信号应该分别取自３个独立的差压式水位测量信号，进入DCS进行逻辑判断。这３套测量装置一般装设于汽包的两侧，一侧装设２套，另一侧装设１套，由于工程中汽包水位两端一般都存在偏差，因此DCS根据这３套装置的输出所计算出的汽包水位是存在偏差的，这在工程中是正常的。一般来讲，如果该偏差最大不超过30mm，则可以认为是正常的，否则，需要查找偏差大的原因并更正。

如果DCS三重冗余测量信号偏差过大，可以在以下几个方面查找原因，并进行相应的处理。（１）就地测量装置检查检查３套测量装置有无异常，冷压端之间的保温有无不同，冷压端之间的温度是否差别过大，必要时检查有无汽化现象等。如果３套装置在上述诸方面之间有显著不同，就要进行必要的处理，确保三者的工作条件、状况一致。还要检查测量装置的工作条件、状况与DCS内部软件计算所依据的条件是否一致，以确保测量的准确性。例如，计算所用的冷、热水密度函数的温度条件是否与就地测量装置一致等。

（２）差压变送器检查。检查３个变送器之间有无异常，其输出值之间的偏差是否过大，信号电缆接线有无异常等。必要时进行处理，例如，重新校核等。（３）DCS卡件、接线检查。在DCS卡件侧检查３个变送器送人的信号（4～20mA）之间有无异常，检查DCS卡件接线有无异常，必要时进行相关处理。（４）DCS软件检查。首先通过显示屏检查３个变送器输入信号之间有无异常，其次，检查计算汽包水位的相关软件，查看所设置的有关参数有无异常。必要时对软件进行组态修改。２．不同种类水位测量装置之间的测量值偏差过大根据规程规定，锅炉汽包水位测量系统的配置必须采用两种或以上工作原理共存的配置方式。工程中一般配置三种不同类型的测量装置：就地水位计、差压式测量装置和电极式水位测量装置。由于各自的工作原理不同，各种测量装置的测量结果显然是有误差的，但是不能太大，如果太大，就必须查找原因并解决。二、汽包水位自动控制品质恶化问题

汽包水位控制品质差原因主要两个方面：（1）在机组基建调试或者大修过程中，一般都对控制系统参数进行了优化调整，是满足指标要求的，但随着机组运行，被控对象参数逐渐发生变化，而控制器参数一般都是固定不变的，原有控制器参数不能适应变化了的被控对象特性，从而导致系统品质指标逐渐变差，甚至严重影响机组安全运行；（2）机组辅机、外围设备的更换，例如，ＭＥＨ升级改造等，显然也会造成水位自动控制系统品质恶化。下面对这两个方面分别进行分析。

（一）控制器参数不适应对象特性如果机组外围设备，尤其是与给水系统相关的设备，没有更换、升级改造或其他显著变化，而水位自动控制品质恶化，这时问题基本可以肯定就在于控制器参数和对象特性不适应，需要检查、调整控制器参数。（二）外围设备改变

外围设备改变（如MEH改造）时，反馈、前馈控制器参数都要变化。某电厂300MW机组在对MEH、DEH进行控制系统升级改造后，发现汽包水位控制系统运行稳定性很差，经常不能投入。故障现象主要有两种情况：（１）机组运行时汽包水位不稳定，负荷稳定时水位波动范围大，在士50mm左右，负荷变化时波动更大；不能投入自动。（2）运行人员反映水位受燃烧影响很大，当燃烧一有调整时，水位立即大幅波动，如果将燃烧自动控制或者水位自动控制两套系统中的任意一套解除自动，水位立即稳定下来，这已经成为运行人员控制水位变化大的一套固定方案。很显然，水位自动系统工作不正常。

经过现场分析，发现MEH控制系统参数需要调整，同时水位系统受燃烧、负荷的影响很大（水位波动达十90—一80mm），水位控制系统需要调整。

针对上述２种典型故障现象，分别分析处理如下：（１）机组运行时汽包水位不稳定说明水位自动控制系统的反馈回路存在不稳定因素，需要调整系统的反馈回路参数。分析水位自动系统有３个串级反馈回路，即外回路一水位反馈回路、第一内回路一给水流量反馈回路、第二内回路一汽动给水泵转速反馈回路，考虑到在ＭＥＨ改造前系统运行良好，而ＭＥＨ改造后系统不稳定，可见水位反馈回路和给水流量反馈回路不需要进行调整，不稳定因素应该是ＭＥＨ中的汽动给水泵转速反馈回路。观察、分析汽动给水泵转速反馈回路的响应特性，发现：一方面系统滞后大，滞后时间达26～28S，显示该系统的快速性很差；另一方面该系统稳定性又不好。换言之，该系统是一个快速性很差。

稳定性不好的系统，根源在于控制器的比例作用很弱，导致快速性差，积分作用太强，造成不稳定。通过上述分析，对ＭＥＨ内的汽动给水泵转速反馈回路参数进行调整：比例增益增加（由0.66增加为3.5），积分时间加大（由4.2Ｓ增加为9Ｓ）。经过上述参数调整后，作汽包水位定值扰动试验（扰动幅值士40mm）、给水流量扰动试验，试验结果很好，系统的动态稳定性和快速性都令人满意，显示前面的分析和调整是正确的，但是，静态后水位波动依然很大，即第二个问题还没有解决。（２）水位受燃烧影响很大说明水位自动控制系统的负荷前馈回路参数不合适。检查协调控制系统，发现负荷调整较快，有关人员介绍，DEH控制软硬件改造后，负荷控制回路的参数改变很大，曾作过粗略调整。分析可见，由于燃烧调整势必影响负荷，从而引起负荷调节回路调整蒸汽流量，负荷调节回路很灵敏，导致蒸汽流量变化很大，从而通过水位自动控制系统的负荷前馈回路影响水位，这就是运行人员解除主汽压力自动控制（当不投AGC时）之后水位自动控制系统效果就会好转的原因。

由于运行人员认为协调部分运行尚可，不需要调整，因此，调整水位自动系统的负荷前馈回路参数，将该参数减弱（由0.08减少为0.04），同时，水位反馈回路的参数也分别进行了很大修改：外回路比例由0.82减少为0.43，积分时间由150S增加为220S；内回路比例由0.32增加为0.45，积分时间由30S增加为50S。经过上述调整后，机组稳定运行时，水位波动范围士12mm左右，负荷以5MW/min速率从300MW降至260MW时，波动范围士30mm左右，水位系统动、静态指标符合要求，问题得到解决定。三、案例１．案例一问题：负荷突降导致汽包水位低机组MFT。（１）事故经过。某125MW机组正常运行：锅炉汽压13.1MPa，汽温535℃，定压运行。电负荷突然由105MW降至40MW，主汽压力突升，汽包水位突降至一150mm，锅炉安全门动作。随即司炉按负荷突降处理，立即投油助燃，减少粉量和风量降低燃烧。处理过程中，由于汽包压力高，尽管给水泵勺管已全开，还是无法实现向锅炉进水，立即启动备用给水泵，但仍然汽包水位一300mmMFT。5min后汽包水位正常，锅炉点火恢复，停运备用给水泵。（２）事故分析。主要原因如下：１）负荷突降汽压升高，导致锅炉上水困难。２）给水泵出力偏小，给水压力偏低，给锅炉上水带来一定的影响。３）DCS改造后投运时间不长，值班人员操作不熟练，给水泵勺管调整速度慢，给水压力流量增加迟缓。４）向空排汽及一、二级旁路开启较晚，投油降燃烧速度慢。５）备用给水泵没有及时开启。（３）防范措施。主要措施如下：１）加强技术培训，提高运行人员对事故的分析、判断、处理能力。２）提高监盘质量，当发现负荷突降汽压升高时，应及时开启向空排汽门及一、二级旁路。３）发现负荷突降应及时投油助燃，迅速减少燃料和风量调整燃烧，降低炉膛热负荷，减少炉水蒸发。４）加强对相邻专业的了解，特别是给水泵出口压力、流量、除氧器水位对锅炉给水的影响。５）发现汽包水位下降、给水泵勺管